7. Технологический процесс добычи нефти. Схема сбора и транспорта нефти и газа на нефтепромысле.
Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию – смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом. В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.
Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие операции:
сбор и замер продукции скважин;
отделение (сепарация) нефти от газа;
освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;
транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;
обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев её обессоливание и стабилизация, т.
е.
удаление из неё лёгких углеводородов;удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;
учёт добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.
е.
удаление из неё лёгких углеводородов;Примерная схема движения:
От каждой скважины на кусте идёт выкидной нефтепровод (труба, диаметром от 89 до 114мм., толщина стенки 5 мм.) до АГЗУ.
АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; здесь происходит дегазация нефти, а также измерение количества поступаемой с каждой скважины продукции.
Далее, с АГЗУ идёт нефтепровод – коллектор на дожимную насосную станцию (ДНС), где продукция попадает в УБС (установка блочная сепарационная), выбрасывается грязь, отделяется газ, который по газопроводу идёт на газокомпрессорную станцию, остальное же по нефтепроводу поступает на установку по подготовке нефти (УПН).
8. Технологический процесс добычи природного газа.
Добыча природного газа происходит только способом фонтанной эксплуатации скважин. Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъёмные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твёрдых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъёмные трубы и затрубное пространство.
Работа газовой скважины контролируется путём соответствующих замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований.
Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твёрдых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответствующей подготовки его для дальнейшего транспортирования поступает в магистральный газопровод.
9. Подготовка нефти на промыслах.
При
перемешивании нефти и воды может
образоваться трудноразделимая смесь
этих жидкостей, называемая нефтяной
эмульсией.
Нефтяные эмульсии в большинстве случаев
обладают высокой стойкостью. Простым
отстоем отделить воду от нефти в них
невозможно и для этого приходится
прибегать к специальной обработке
эмульсии.
Процесс подготовки нефти для её переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание.
Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый – слияние капель диспергированной воды и второй – осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.
Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии её вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.
Химический
способ основан на воздействии химическими
реагентами-деэмульгаторами на составные
части эмульсии – нефть и воду.
В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные ПАВ, изготовляемые на основе окиси этилена. Расход этих деэмульгаторов небольшой – от 30 до 100 г на 1т обработанной нефти.
При введении в эмульсионную нефть, деэмульгатор, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии, свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает плёнки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода – нефть, что способствует разложению эмульсии.
Электрический
способ разрушения эмульсии основан на появлении
разноимённых электрических зарядов на
противоположных концах каждой капельки
воды, на взаимном притяжении этих капелек
и разрушении плёнок нефти между этими
капельками в результате действия
переменного или постоянного тока
высокого напряжения на электроды,
опущенные в поток эмульсии. При
электрической деэмульсации нефти в
железный сосуд вводят изолированный
от стенок сосуда электрод, по которому
протекает электроток напряжением в
несколько тысяч вольт.
Вторым электродом
являются стенки сосуда, заземлённые и
соединённые с трансформатором напряжения.
Эмульсия, при прокачивании между
электродами, разрушается, освобождённые
капельки воды соединяются в более
крупные частички, и вода постепенно
оседает на дно сосуда.
Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно, деэмульсацию осуществляют комбинированным способом.
Обессоливание нефти достигается пропусканием её через слой пресной воды, в результате чего соли растворяются и удаляются вместе с водой.
Процесс стабилизации нефти, под
которым понимается отделение от неё
лёгких (пропан-бутанов и частично
бензиновых) фракций, осуществляется в
специальных стабилизационных колоннах
под давлением и при повышенных
температурах. После отделения лёгких
углеводородов из нефти, последняя
становится стабильной и может
транспортироваться до нефтеперерабатывающих
заводов без потерь. Отделившись в
стабилизационной колонне, лёгкие фракции
конденсируются и перекачиваются на
газофракционирующие установки или
газобензиновые заводы для дальнейшей
их переработки.
Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
Выпускающая кафедра
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Информация по образовательной программе
Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» готовит бакалавров по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело», срок обучения — 4 года, профиль подготовки — «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».
Виды деятельности выпускника
Вид профессиональной деятельности, к которому готовится выпускник: производственно-технологический.
Область профессиональной деятельности выпускников, освоивших программу бакалавриата, включает сегмент топливной энергетики, включающий освоение месторождений, транспорт и хранение углеводородов.
Объектами профессиональной деятельности выпускников программы прикладного бакалавриата по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» являются: техника и технологии строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; техника и технологии добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважинной продукции на суше и на море; техника и технологии промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов; оборудование и инструмент для строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин; оборудование для добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважинной продукции на суше и на море; технологические процессы нефтегазового производства; оборудование для промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов; техническая, технологическая и нормативная документация.
Задачи профессиональной деятельности выпускника, связанные с производственно-технологическим видом деятельности: осуществлять технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море; эксплуатировать и обслуживать технологические оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин на суше и на море; осуществлять технологические процессы добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважин продукции; эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции; осуществлять промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов; выполнять технические работы в соответствии с технологическими регламентами бурения, разработки и освоения нефтяных и газовых месторождений, транспорта и хранения углеводородов; оформлять техническую и технологическую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.
Основные дисциплины
Философия, История, Иностранный язык, Безопасность жизнедеятельности, Физическая культура и спорт, Математика, Физика, Информатика, Начертательная геометрия и инженерная графика, Экология, Экономика промышленного предприятия, Химия, Теоретическая механика, Прикладная механика, Социология, политология, культурология, Химия нефти и газа, Метрология, стандартизация и сертификация, Правоведение, Материаловедение и технология конструкционных материалов, Гидравлика, Нефтегазовая гидромеханика, Электротехника и электроника, Термодинамика и теплопередача, Геология и литология, Основы нефтегазопромыслового дела, Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства, Физика пласта, Физико-математические основы нефтепромысловой сейсморазведки, Бурение нефтяных и газовых скважин, Физика нефтяного и газового пласта, Нефтепромысловая геология, Подземная гидромеханика углеводородов, Разработка нефтяных и газовых месторождений, Техника и технология добычи нефти, Нефтегазопромысловое оборудование, Эксплуатация нефтяных месторождений, Методы повышения углеводородоотдачи и обработки призабойных зон, Отраслевые особенности деятельности предприятий нефтегазового комплекса, Морские нефтегазопромысловые сооружения, Подземный и капитальный ремонт скважин, Проектирование, анализ разработки и обустройство углеводородных месторождений, Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ, История нефтегазовой отрасли, Элективные курсы по физической культуре, Русский язык и культура речи, Деловой этикет и культура речи, Правовое обеспечение нефтегазового бизнеса, Основы деловой этики и корпоративной культуры, Механика сплошной среды, Техника и технология испытаний, Компьютерные методы моделирования месторождений углеводородов, Программные продукты в математическом моделировании, Промысловая геофизика, Исследование скважин и пластов, Компьютерное моделирование (Методы конечных элементов), Численные методы расчета в инженерных задачах, Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность, Безопасность технологических процессов в добыче нефти, Технология добычи, подготовки и транспорта продукции на шельфе, Перспективные проекты освоения морских нефтегазовых ресурсов, Эксплуатация промыслового электрооборудования, Преобразователи электромеханических процессов, Менеджмент и маркетинг, Основы предпринимательской деятельности, Экономика, Теория и практика социальных коммуникаций, Сопротивление материалов, Теория машин и материалов, Детали машин, Основы проектной деятельности, Практико-ориентированный проект, Вероятностно-статистический анализ, Математическая обработка информации, Учебная практика, Производственная практика, Преддипломная практика.
Примеры трудоустройства выпускников
Выпускники кафедры проходят практику и трудоустраиваются в ведущие компании отрасли:
- ОАО «Самаранефтегаз» г. Самара
- ООО «СамараНИПИнефть» г. Самара
- ОАО «Гипровостокнефть» г. Самара
- ЗАО «САНЕКО» г. Самара
- ОАО «РИТЭК» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» г. Самара
- ОАО «Оренбургнефть» г. Бузулук
- ООО «РН-Юганскнефтегаз» г. Нефтеюганск
- ОАО «Сургутнефтегаз» г. Сургут ООО «Арктикгаз» г. Новый Уренгой
- ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» г. Когалым, г. Лангепас
- ООО «ЛУКОЙЛ Коми» республика Коми, г. Усинск
- ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ ОРЕНБУРГ» г. Оренбург
Контакты
Почтовый адрес: 443100, г. Самара, ул. Ново-Садовая, д. 10 , 2 этаж.
Телефон/факс:(846) 279-03-64
Оператор по добыче нефти и газа курс дистанционного обучения
Запись на обучение:
[email protected]
+7(495)120-31-32
Адрес: г.
Москва,
Ленинская слобода, 26
БЦ «Симонов плаза»
Режим работы:
Пн-Пт
08:00-18:00
Обучение, подтверждение и повышение разряда
Срок обучения: 960 ак.ч. (160 дней)
Форма обучения: дистанционная
Вы получаете:
- Официальный документ об образовании
- Доступ к обучению 24 часа в сутки
- Личного менеджера и бесплатные консультации
- Скидки при коллективном обучении
- Возможность рассрочки платежа
Образовательный стандарт в цифрах:
- на рынке образовательных услуг с 2015 г.
- 900+ выпускников ежемесячно
- 1236 программ обучения
- 4 филиала по России
- штат компании более 100 человек
Образец свидетельства:
Образец удостоверения:
Рейтинг в Яндекс
Нам доверяют обучение:
Учебный план, присваиваемые разряды для оператора по добыче нефти и газа:
Курс обучения: «Оператор по добыче нефти и газа»
Теоретическое обучение
Экономический курс
Общетехнический курс
- Чтение чертежей
- Электротехника
- Материаловедение
- Требования промышленной безопасности
- Общая технология производства
- Охрана труда и пожарная безопасность
Специальный курс
- Добыча нефти и газа
- Геология нефти и газа
- Техника и технология бурения скважин
- Способы эксплуатации нефтяных скважин (Скважная добыча нефти)
- Ресурсосберегающие технологии
- Добыча газа и газовых газоконденсатных месторождений
- Запорно-регулирующая арматура
- Сбор и подготовка скважной продукции
- Оборудование для промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды
- Контрольно — измерительные приборы
- Автоматизация и телемеханизация добычи нефти и газа
Срок обучения: 960 академических часов
Тип обучения: подтверждение и повышение разряда
Выдаваемый документ: свидетельство о профессии рабочего, должности служащего; удостоверение
Программа обучения модульная, возможно включение дополнительных материалов в учебный курс по желанию заказчика.
Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда:
Характеристика работ. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
Должен знать: конструкцию нефтяных и газовых скважин; назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов; основные сведения о технологическом процессе добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; основные химические свойства применяемых реагентов; принцип действия индивидуальных средств защиты.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда:
Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий.
Должен знать: основные сведения о нефтяном и газовом месторождении; назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов; технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; схему сбора и транспортировки нефти, газа и конденсата на обслуживаемом участке; устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.
Оператор по добыче нефти и газа 5-го разряда:
Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других нефтепромысловых оборудования и установок. Участие в работе по освоению скважин, выводу их на заданный режим; опрессовка трубопроводов, технологического оборудования. Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. Проведение профилактических работ по предотвращению гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ. Измерение величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. Снятие и передача параметров работы скважин, контроль за работой средств автоматики и телемеханики.
Участие в работах по исследованию скважин. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников). Текущее обслуживание насосного оборудования.
Должен знать: основные сведения о нефтяном и газовом месторождении, режиме залежей; физико-химические свойства нефти, газа и конденсата; технологический режим обслуживаемых скважин; устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, систем сбора и транспортировки нефти, газа, конденсата, закачки и отбора газа, обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики; техническую характеристику, устройство и правила эксплуатации наземных промысловых оборудования, установок, трубопроводов и приборов; основные сведения о методах интенсификации добычи нефти и газа, исследования скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений, подземного (текущего) и капитального ремонта скважин; основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых скважин; правила эксплуатации промыслового электрооборудования и работы на электротехнических установках.
Оператор по добыче нефти и газа 6-го разряда:
Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и осуществление геолого-технических мероприятий по поддержанию и улучшению режима скважин. Осуществление работ по освоению и выводу на режим работы скважин и электропогружных центробежных насосов производительностью до 500 куб. м/сутки. Наладка запальных устройств факельных систем, обслуживание установок комплексной подготовки газа, по очистке и осушке газа, нагнетательных скважин при рабочем давлении до 15 МПа (150 кгс/кв. см). Руководство работами по монтажу и демонтажу простого и средней сложности нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов, контрольно-измерительных приборов и коммуникаций. Участие в работах по подготовке скважин к капитальному и подземному (текущему) ремонту и по приему их после ремонта. Подготовка скважин к исследованию, освоению, пуск их в эксплуатацию.
Определение характера неполадок в наземном и подземном оборудовании, в работе средств автоматики и телемеханики с помощью контрольно-измерительных приборов. Замена неисправных блоков местной автоматики, производство мелких ремонтных работ. Определение причин неисправности и устранение несложных повреждений в силовой и осветительной сети, пускорегулирующей аппаратуре и электродвигателях. Руководство и участие в проведении работ по техническому обслуживанию коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников). Руководство операторами по добыче нефти и газа более низкой квалификации.
Должен знать: технологический процесс добычи нефти, газа и газового конденсата, закачки и отбора газа; технические характеристики и устройство подземного и наземного оборудования; виды подземного и капитального ремонтов скважин; методы исследований скважин и интенсификации добычи нефти и газа; устройство и правила эксплуатации сосудов, работающих под давлением; монтажные и принципиальные схемы, правила эксплуатации обслуживаемой аппаратуры, автоматики и телемеханики; основы радиотехники, электротехники, автоматики и телемеханики.
Требуется среднее профессиональное образование.
Оператор по добыче нефти и газа 7-го разряда:
Характеристика работ. Ведение технологического процесса добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами и осуществление контроля за бесперебойной работой скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций и проводимыми геолого-техническими мероприятиями по поддержанию и улучшению режима работы скважин. Обеспечение заданного коэффициента эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Вывод на режим работы электропогружных центробежных насосов производительностью свыше 500 куб. м/сутки, дозировочных насосов для подачи метанола в узлы редуцирования, газлифтных и оборудованных штанговыми глубинными насосами скважин с многократным запуском и отключением при помощи станции управления и проведением контроля за параметрами откачиваемой жидкости до получения продукции скважин в соответствии с ее режимом.
Обслуживание нагнетательных скважин при использовании метода поддержания пластового давления с закачкой газа высокого давления свыше 15 МПа (150 кгс/кв. см), производство расчетов и руководство работами по химической обработке скважин. Руководство и участие в работах по монтажу и демонтажу сложного технологического оборудования, электропогружных центробежных установок, сосудов, работающих под давлением, автоматизированных групповых замерных установок. Участие в работах по подготовке объектов к подземному (текущему) и капитальному ремонту. Прием объектов из ремонта, участие в их наладке и пуске после ремонта. Участие в монтаже пускового электрооборудования, станций управления, блоков автоматики и телемеханики, выполнение контрольно-измерительных и наладочных работ в системах автоматики и телемеханики. Контроль за работой бригадных узлов учета нефти. Осуществление работ по продувке, профилактике технологических нефтепроводов, внутриплощадных газопроводов, газоманифольдов. Участие в проведении работ по испытанию лифта скважины на герметичность, по продувке скважинных камер газом.
Участие в работах по планово-предупредительному ремонту газоманифольдов (смена диафрагм, седел, шаровых клапанов и т.п.). Ведение вахтовой документации по обслуживанию участка. Руководство операторами по добыче нефти и газа более низкой квалификации.
Должен знать: характеристику разрабатываемого месторождения; техническую характеристику и устройство подземного и наземного оборудования; виды текущего и капитального ремонта скважин; методы освоения и исследования скважин, интенсификации добычи нефти и газа; устройство и правила использования систем автоматики, телемеханики и программных устройств, применяемых при комплексной автоматизации промыслов; основы автоматики и телемеханики.
Требования к слушателям:
Требования к образованию слушателей: лица не моложе 18 лет.
Форма обучения – определяется совместно образовательным учреждением и Заказчиком (без отрыва от производства, с частичным отрывом от производства, с применением дистанционных образовательных технологий).
Режим занятий – определяется совместно с Заказчиком (не менее 4 часов в день).
Для заключения договора:
1. Заявка на обучение
2. Скан-копии документов:
— диплом об образовании
— паспорт (фото, прописка)
3. Реквизиты (для Юр. лиц)
Карточка организации или ИП
Курс обучения для оператора по добыче нефти и газа:
Проводим обучение для оператора по добыче нефти и газа: присвоение начального разряда, подтверждение и повышение разряда. Программа рассчитана на специалистов со средним, средним профессиональным и (или) высшим образованием.
Обучение по рабочей специальности «Оператор по добыче нефти и газа» проводится очно и удаленно без отрыва от производства. После окончания программы вы получаете свидетельство о присвоении профессии и (или) удостоверение о повышении квалификации. Забрать документы можно лично в офисе или доставим их курьером в течение трёх дней.
Оператор по добыче нефти и газа — Тот человек, который ведет выкачку нефти и добычу газа, и есть оператор. Делает он это дистанционно, прослеживая весь процесс добычи по контрольным приборам. Работа его физически несложная, она полностью автоматизирована, и оператору остается лишь не выпускать из вида систему, внимательно и постоянно наблюдая за показаниями приборов. Датчики и индикаторы чувствительны, они мгновенно реагируют на малейшие неполадки или сбой в работе скважины. А дело оператора – не пропустить этот тревожный сигнал, быть готовым исправить любую неисправность своевременно.
Срок обучения: 960 ак.ч. (160 дней)
Форма обучения: дистанционная
Приказ Министерства образования и науки РФ от 2 июля 2013 г. № 513 «Об утверждении Перечня профессий рабочих, должностей служащих, по которым осуществляется профессиональное обучение»
Наша лицензия:
Образовательный стандарт (Лицензия № 037166)
Возможно вам будет интересно:
Оператор по гидравлическому разрыву пластов
936 ч.
Оператор по исследованию скважин
936 ч.
Оператор по обслуживанию пылегазоулавливающих установок
936 ч.
Нефтегазовые технологии: подключение для повышения производительности
Статья (12 страниц)
Несмотря на то, что многие из технологий, обеспечиваемых расширенными возможностями подключения, уже находятся в его распоряжении, нефтегазовому сектору еще предстоит реализовать большую часть потенциала подключения, и этот потенциал значителен. По нашим оценкам, использование расширенных возможностей подключения для оптимизации производительности бурения и добычи, а также улучшения технического обслуживания и полевых операций может добавить до 250 миллиардов долларов к 2030 году в операции по добыче в отрасли. 1 1.
На основе прогнозируемого мирового спроса на нефть в 103 миллиона баррелей в день в 2030 году и 69 миллионов баррелей нефтяного эквивалента в день на газ с использованием текущих уровней затрат (июнь 2020 года, McKinsey Energy Insights, сценарий COVID-19 A1: «Приглушенное восстановление») .
Из этой суммы от 160 до 180 миллиардов долларов можно было бы реализовать с помощью существующей инфраструктуры, а дополнительные 70 миллиардов долларов можно было бы разблокировать с помощью спутников на низкой околоземной орбите (НОО) и технологий 5G следующего поколения. Работа McKinsey с нефтегазовым сектором предполагает, что оффшорные операторы могут сократить расходы, включая операционные и капитальные затраты, на 20–25 процентов на баррель, полагаясь на подключение для развертывания цифровых инструментов и аналитики.
- Чтобы замедлить отток, уделяйте больше внимания тому, что действительно нужно работникам.
- Грядущая буря: возможность переупорядочить отрасль здравоохранения
- Что-то грядет: как американские компании могут повысить устойчивость, пережить спад и процветать в следующем цикле
- Ускорение перехода к нулевому путешествию
- Этика данных: что это значит и что для этого нужно
Такой драматический технологический подъем не может произойти достаточно скоро.
Нефтегазовая отрасль переживает третий обвал цен за 12 лет. После первых двух потрясений отрасль восстановилась, и бизнес продолжился как обычно, включая отсутствие внимания к эффективности и затратам. Нынешний коллапс отличается: сектор сталкивается с шоком предложения в сочетании с беспрецедентным падением спроса и глобальным гуманитарным кризисом.
Кроме того, финансовое и структурное состояние сектора хуже, чем во время предыдущих кризисов. Появление сланца, избыточное предложение и снисходительные финансовые рынки, игнорирующие ограниченную дисциплину капитала, — все это способствовало низкой доходности. Сегодня, когда цены достигли 30-летнего минимума, а давление со стороны общества растет, руководители нефтегазовых компаний чувствуют, что перемены неизбежны. Кризис COVID-19 ускорил то, что уже должно было стать одним из самых преобразующих моментов в отрасли.
В долгосрочной перспективе сокращение выбросов углерода является еще одним важным фактором, определяющим необходимость значительных эксплуатационных усовершенствований.
Инвесторы более внимательно относятся к вопросам экологии; цена возобновляемых источников энергии падает, и все больше и больше стран вводят налоги на выбросы углерода для бизнеса. На деятельность отрасли приходится 9 процентов всех выбросов парниковых газов категорий 1 и 2, производимых людьми, а производимое ею топливо создает одну треть выбросов категории 3. 2 2.
Область охвата 1 охватывает прямые выбросы из находящихся в собственности или контролируемых источников. Область охвата 2 охватывает косвенные выбросы от производства покупной электроэнергии, пара, тепла и охлаждения, потребляемых отчитывающейся компанией. Объем 3 включает все другие косвенные выбросы, происходящие в цепочке создания стоимости компании.
Технологии быстро развиваются, и в настоящее время они могут трансформировать операции и повысить ценность. Эти технологии варьируются от устройств, которые обеспечивают и расширяют возможности подключения, до тех, которые связывают базовую сеть (глобальный Интернет) с небольшими подсетями на ее границе, известными как транзитные соединения.
Технологии доступа соединяют пользователей с их поставщиками услуг или, в случае нефтегазовой отрасли, с транспортной сетью. Многие из этих технологий существуют в настоящее время и быстро становятся все более надежными и доступными (см. врезку «Будущее подключения» и Приложение 1).
Экспонат 1
Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему веб-сайту. Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Пожалуйста, напишите нам по адресу: [email protected]
Хотя глубина и продолжительность текущего кризиса неясны, наше исследование предполагает, что без фундаментальных изменений будет сложно вернуться к привлекательным показателям отрасли, которые исторически преобладали. Наиболее устойчивыми будут те организации, которые смело репозиционируют свои портфели и пересматривают свои операционные модели, максимально используя новейшие технологии.
Текущая связность в нефтегазовой отрасли
В настоящее время в отрасли зрелость подключения сильно различается.
С одной стороны, новые глубоководные платформы тесно связаны оптоволокном или микроволнами. Сегодня на эти морские операции приходится четверть добычи нефти и газа (Иллюстрация 2).
Экспонат 2
Около 40 процентов объема морской добычи, например, в Канаде, Норвегии и глубоководных объектах в Соединенных Штатах, связаны с берегом оптоволокном, а 56 процентов связаны с помощью микроволн. Это означает, что у операторов связи есть пропускная способность для начала строительства сетей 4G. Уже 4G LTE 3 3.
Долгосрочная эволюция. сети охватывают большую часть Северного моря и Мексиканского залива, предоставляя всем судам и беспилотным транспортным средствам, проходящим через эти регионы, доступ к надежному и высокопроизводительному покрытию. Только 5 процентов морских операций подключаются к базовой сети с помощью терминалов с очень малой апертурой (VSAT).
Эти сайты по-прежнему испытывают проблемы с пропускной способностью и надежностью.
С другой стороны, более развитые наземные активы в таких регионах, как Ближний Восток и Мексика, из которых добывается три четверти мировых объемов нефти, имеют плохую связь и мало инструментов. Около 60 процентов этого объема добычи на суше связано с помощью микроволнового сигнала, а остальное — с помощью VSAT. То же самое и с газом из плотных пород, сланцевой нефтью и легкой нефтью из плотных пород — также известными как «нетрадиционные» — в районах, где связь с помощью VSAT и микроволнового излучения имеет ограничения по пропускной способности, например, в Пермском бассейне. Для 30 процентов мировой наземной добычи нефти и газа, связанных с VSAT, любые преимущества цифровых технологий и аналитики недоступны при нынешних уровнях подключения.
Возможности для создания ценности за счет расширенных возможностей подключения
Технология может повысить производительность всей цепочки создания стоимости в нефтегазовой отрасли за счет оптимизации и автоматизации.
Оптимизация включает в себя использование всех соответствующих данных для обоснования лучших решений с определенной регулярной периодичностью. Расширение границ оптимизации означает получение большего объема данных и более быструю их обработку, что требует большего количества датчиков для сбора данных, большей пропускной способности и большей вычислительной мощности.
Технологияможет повысить производительность всей цепочки создания стоимости в нефтегазовой отрасли за счет оптимизации и автоматизации.
Автоматизация предполагает использование автоматических или полуавтоматических машин вместо отдельных лиц для бурения, осмотра и обслуживания оборудования в условиях повышенного риска на шельфе или на объектах бурения и добычи. Эти машины могут контролировать себя и обмениваться данными с береговым центром управления, где большая часть их действий управляется удаленно, хотя для передачи наиболее важных данных обратно на базу требуется пропускная способность и, возможно, периферийные вычисления.
Чтобы проиллюстрировать разнообразие возможностей, открываемых расширенными возможностями подключения, мы сосредоточились на пяти темах вариантов использования: время бурения, добыча (производительность), интеллектуальное обслуживание, расширенные полевые операции и улучшение логистики. Каждый из них представляет собой комбинацию более мелких вариантов использования, которые (по нашему опыту работы с нефтегазовым сектором) имеют наибольший потенциал роста для типичной операции по разведке и добыче нефти и газа. Все они имеют элемент оптимизации и автоматизации и снижают стоимость барреля. Только в этих областях на карту поставлено около 250 миллиардов долларов дополнительной или дополнительной стоимости. 4 4.
На протяжении всего нашего анализа мы использовали производственные затраты (капитальные затраты плюс эксплуатационные расходы) в размере 15 долларов США за баррель для традиционных наземных месторождений, 22 долларов США за баррель для нетрадиционных месторождений на суше и средневзвешенное значение 20 долларов США за баррель для морских месторождений (глубоководные и мелководные вместе взятые).
а также потенциальное сокращение выбросов парниковых газов и повышение эксплуатационной устойчивости (Иллюстрация 3).
Экспонат 3
Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему веб-сайту. Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Пожалуйста, напишите нам по адресу: [email protected]
Вариант использования 1: оптимизация и автоматизация бурения
Оптимизация
Бурение является основной статьей расходов при добыче нефти и газа и составляет от 20 до 30 процентов от общих производственных затрат. Развертывание расширенной аналитики может повысить производительность буровых работ на всех типах активов, помогая сократить непроизводительное время, например, когда буровая установка простаивает, и сделать продуктивное время буровой установки еще более эффективным за счет повышения скорости бурения.
В частности, при добыче нетрадиционных месторождений использование расширенной аналитики повысит производительность гидроразрыва пласта в конце фазы бурения за счет указания количества воды, химикатов и песка, которые необходимо использовать, и точного определения направления усилий.
По опыту организаций, с которыми мы работали, расширенная аналитика может помочь операторам вдвое сократить время простоя при бурении скважины. Скорость бурения может увеличиться на 25 процентов и более, что снизит стоимость скважины, а также сократит выбросы, связанные с бурением и сопутствующими работами, почти на 10 процентов. Крупная нефтегазовая компания подтвердила, что скорость бурения на самом сложном участке скважины с высоким давлением и высокой температурой в Северном море была на 50% выше благодаря расширенной аналитике, в которой использовались исторические данные для определения оптимальных параметров бурения.
Этот вариант использования в первую очередь требует высокой отказоустойчивости системы, которая сегодня возможна везде, где доступно оптоволоконное или микроволновое соединение — другими словами, почти на всех морских объектах и примерно на 60 процентах наземных активов.
Соответствующая приростная стоимость этого варианта использования, реализуемого сегодня, составляет 30 миллиардов долларов США, что представляет собой снижение стоимости барреля нефтяного эквивалента (БНЭ) на 2-3 процента.
Автоматика
Усовершенствованные возможности подключения могут также обеспечивать удаленное или полуавтоматическое бурение, что значительно сокращает количество людей, необходимых на самой буровой установке. Автоматизированный пол буровой заменит опасные операции, такие как транспортировка и сборка труб, которые в настоящее время выполняются вручную и являются основной причиной несчастных случаев на буровых установках.
При повышенной автоматизации морская буровая установка потребует от 10 до 15 штатных сотрудников по сравнению с в настоящее время насчитывает около 100 сотрудников. Береговые буровые установки, на которых в настоящее время работают от 10 до 15 штатных рабочих, могут обойтись штатом из 5–10 штатных сотрудников.
Автоматизация также уменьшит человеческий фактор во время подъема бурильной трубы, сборки бурильной колонны и перемещения инструментов на полу буровой, что приведет к повышению эффективности.
По нашим оценкам, продуктивное время бурения увеличится с нынешних 90% до 94%, что, в свою очередь, сократит выбросы за счет сокращения энергии, потребляемой при доработке и повторных операциях.
Как и в случае с оптимизацией, для автоматизации требуются высоконадежные соединения, которые сегодня могут быть обеспечены оптоволокном или микроволновым кабелем для тех же объектов и регионов, которые намечены для оптимизации. Прирост стоимости автоматизации бурения для отрасли сегодня может составить 50 миллиардов долларов, что представляет собой снижение затрат на 3-7 процентов на баррель нефтяного эквивалента.
Даже удаленные наземные и оффшорные активы, которые в настоящее время полагаются на VSAT, могут использовать эти варианты использования, если спутники LEO станут доступными, что позволит получить дополнительные 30 миллиардов долларов и увеличить общую стоимость до 100 миллиардов долларов.
Вариант использования 2: оптимизация производства
Крупный производственный объект крупной нефтегазовой компании, работающей в Северном море, получил
2-процентное увеличение производства без увеличения выбросов после использования расширенной аналитики в режиме реального времени для улучшения настроек бустера, экспортного компрессора и разделителя компонентов производственного объекта.
В настоящее время оператор стремится повысить добычу еще на 3% за счет развертывания расширенной аналитики в остальной части системы, от скважины до экспорта.
Как показано в примере, этот вариант использования создает ценность за счет увеличения пропускной способности и сокращения потребляемой энергии и выбросов, производимых в процессе. Для достижения этих преимуществ требуется точный и своевременный сбор данных по всей системе добычи, от резервуара до экспорта, обработки данных и аналитики. Следовательно, большее количество датчиков должно будет генерировать данные в реальном времени, что зависит от высокой пропускной способности и малой задержки, которые могут быть реализованы только частично с помощью современных отраслевых технологий. Сегодня, например, скважинные измерения, которые могли бы ускорить оптимизацию, в некоторых случаях недоступны, поскольку в настоящее время не развернуты технологии связи или приборы.
Существующая инфраструктура подключения, доступная на большинстве оффшорных активов и около
60 процентов активов на суше могут обеспечить дополнительную стоимость в размере около 20 миллиардов долларов США, что эквивалентно 2-процентному снижению затрат на BOE.
Усовершенствованная высокоскоростная связь, такая как 5G, может привести к дополнительному повышению производительности на 3%. Модернизация инфраструктуры подключения в масштабе, например, путем установки возможностей 5G, может добавить еще 30 миллиардов долларов, в результате чего общая стоимость этого варианта использования достигнет 50 миллиардов долларов.
Хотите узнать больше о McKinsey Center for Advanced Connectivity?
Вариант использования 3: интеллектуальное обслуживание
В этом варианте использования большая плотность датчиков обеспечивает передачу больших объемов данных о состоянии оборудования и аномалиях в режиме реального времени, чтобы улучшить прогнозирование сбоев и предложить действия по устранению неисправностей для операторов. Благодаря такому лучшему мониторингу техническое обслуживание может основываться на состоянии оборудования, а не просто планироваться через регулярные промежутки времени или проводиться после инцидентов. На техническое обслуживание обычно приходится от 10 до 15 процентов общих производственных затрат, а предписывающие планы могут сократить эти затраты на 10 процентов.
Кроме того, меньшее количество остановов для незапланированного технического обслуживания может увеличить объемы производства на 1 процент. Например, оператор нескольких плавучих производственных и складских объектов в Латинской Америке смог сократить свои общие операционные расходы на 15 процентов, используя аналитику для перехода на техническое обслуживание по состоянию. (Возможным последующим эффектом разумного технического обслуживания является снижение потребности в прерывистом факельном сжигании и меньшее количество неорганизованных выбросов и вентиляции.)
Современные технологии, в том числе VSAT, делают эти улучшения возможными для разных регионов и типов активов. При масштабном развертывании они могут создать стоимость на 20 миллиардов долларов, или снижение на 2-3 процента. за BOE.
Вариант использования 4: расширенные полевые операции
Оптимизация
Время использования отраслевых инструментов — доля общего времени, затрачиваемого на выполнение целевых действий — для полевых операторов составляет примерно 25 процентов, но усовершенствования в области подключения могут помочь увеличить эти показатели до 40 процентов за счет сокращения времени, затрачиваемого на техническое обслуживание и ремонт.
Технологии, предлагающие виртуальные усовершенствования, такие как очки или экраны, обеспечивающие цифровое представление оборудования и систем, могут помочь быстро выявить проблемные компоненты и детали, которые трудно увидеть. Такие технологии могут снизить стоимость обслуживания и эксплуатации на 10–15 процентов. По нашим оценкам, даже без виртуальной реальности оффшорные операторы могли бы сократить время работы инструментов примерно на 10 процентов, используя решения для «подключенных сотрудников», такие как оцифровка отчетов и общение между сотрудниками, работающими на переднем крае, и экспертами в бэк-офисе.
Существующая оптоволоконная связь делает это возможным, хотя расширенные визуальные технологии потребуют установки широкополосного микроволнового излучения, которое сегодня ограничено в промышленном производстве. При масштабном развертывании улучшенная связь может принести прибыль в размере 20 миллиардов долларов или снизить затраты на BOE на 2–5%, в зависимости от типа актива.
Заменив соединения VSAT, на которые полагаются береговые активы в Австралии, Канаде и Мексике, например, более надежными оптоволоконными, микроволновыми или низкоорбитальными соединениями с транспортной сетью, отрасль могла бы получить дополнительные 10 миллиардов долларов прибыли, в результате чего общая стоимость на кону до 30 миллиардов долларов.
Автоматика
Развертывание стационарных камер, дронов, а также наземных и подводных роботов может значительно сократить или даже исключить рабочую силу, необходимую для наблюдения и осмотра удаленных объектов, а также для выполнения строительных работ на борту платформ. Сегодня эта работа составляет от 10 до 25 процентов общих затрат на техническое обслуживание на суше и в море соответственно, или до 4 процентов от общих производственных затрат. Такие технологии могут снизить стоимость инспекции на 35 процентов, улучшить здоровье и безопасность таких работников и сократить выбросы.
Развертывание полуавтоматических полевых операций в нефтегазовой отрасли менее развито, чем в других отраслях, таких как горнодобывающая промышленность.
Однако полуавтономные проверки оператором в Северном море, используемые только для наблюдения за труднодоступным оборудованием, позволили сократить расходы на бортовой персонал и время простоя, снизив затраты на техническое обслуживание на 5–10 процентов.
Современные оптоволоконные и микроволновые соединения делают этот вариант использования доступным для большинства морских активов и около 60 процентов береговых активов. При развертывании в масштабе, где доступно оптоволоконное или микроволновое соединение, дополнительная стоимость на кону составляет 5 миллиардов долларов, или менее чем 1-процентное снижение затрат на BOE. Однако улучшение здоровья, безопасности и окружающей среды носит трансформационный характер. Если бы VSAT был заменен оптоволоконным или микроволновым соединением с транспортной сетью или, в конечном итоге, со спутниками LEO, отрасль могла бы получить дополнительные 2 миллиарда долларов за счет подключения труднодоступных морских и наземных активов.
Вариант использования 5: цифровая логистика
Расширенные возможности подключения могут радикально преобразовать сквозную логистику и цепочку поставок благодаря улучшенному управлению спросом, прозрачному отслеживанию материалов и более эффективным логистическим операциям.
Закупка материалов составляет половину эксплуатационных расходов и затрат на техническое обслуживание в нефтегазовой отрасли, или до 15 процентов от общих производственных затрат. Логистика доставки особенно затратна для удаленных нетрадиционных и морских площадок, что составляет от 10 до 15 процентов от общих производственных затрат.
Использование цифровых технологий в управлении логистикой может снизить стоимость обслуживания транспортных средств на 20 процентов и стоимость материалов на 2 процента. Такие технологии также могут снизить потребность в персонале, а также выбросы.
Одна нефтегазовая компания развернула расширяемое веб-приложение, позволяющее пользователям разных функций взаимодействовать и видеть, как материалы перемещаются по цепочке поставок. Прозрачное отслеживание и упреждающее управление материалами и оборудованием снизило затраты на материалы примерно на 10 процентов. Это доказательство концепции было разработано для сдаваемого в аренду оборудования, но в настоящее время развивается для использования во всех типах оборудования, в том числе для физического — радиочастотной идентификации (RFID) — отслеживания оборудования.
Текущие возможности подключения, включая VSAT, делают этот вариант использования возможным для всех типов активов. При крупномасштабном развертывании новая стоимость для отрасли может составить 30 миллиардов долларов, или снижение стоимости на 2-3 процента в расчете на BOE.
Суть
В целом, внедрение этих пяти вариантов использования принесет нефтегазовой отрасли около 250 миллиардов долларов или снижение затрат на BOE на 20–25 процентов, при этом от 60 до 70 процентов будет получено за счет использования доступных технологий подключения.
Стоимость около 180 миллиардов долларов поставлена на карту за счет улучшения относительно хорошо подключенных активов, таких как береговые активы в Нидерландах и Великобритании и большинство офшорных активов по всему миру, которые извлекают выгоду из микроволновых или оптоволоконных соединений, которые позволяют существующим технологиям увеличивать ценность.
На карту поставлено еще 70 миллиардов долларов от перевода всех активов по всему миру на технологии 5G и, в конечном счете, на технологии LEO, что приведет к увеличению ценности во всех пяти категориях вариантов использования (Иллюстрация 4).
Экспонат 4
Мы стремимся предоставить людям с ограниченными возможностями равный доступ к нашему веб-сайту. Если вам нужна информация об этом контенте, мы будем рады работать с вами. Пожалуйста, напишите нам по адресу: [email protected]
Как и с чего начать
Мы ожидаем, что внедрение этих вариантов использования ускорится в ближайшие годы. В этот момент ведущие компании удвоят свои усилия, защищая или даже увеличивая инвестиции в технологии, цифровые технологии и искусственный интеллект. Кризис COVID-19, который заставил компании работать по-новому, может стать катализатором переосмысления размера и роли команд и управленческих процессов, необходимых для эффективной работы нефтегазовой компании, а также для инвестиций в новые цифровые и технологические возможности. и талант.
С точки зрения оператора с разнообразным портфелем активов и существующей инфраструктурой подключения, существует потенциальная последовательность извлечения выгоды из этой технологии.
Оператор может начать с передовых объектов в уже хорошо связанных местах, используя уже имеющиеся возможности подключения, прежде чем разрабатывать новую инфраструктуру. Во-вторых, можно было бы активизировать программы подключения для активов с высоким потенциалом, которые до сих пор были «недоступны» по техническим или экономическим причинам. Как только связь будет установлена, может произойти агрессивное распространение передового опыта из самых инновационных объектов.
Поскольку зрелые наземные объекты являются «легко висящими фруктами», мы ожидаем, что первые достижения в области подключения к наземным сетям появятся в таких регионах-первопроходцах, как Северная Америка, где высок спрос на передовые цифровые решения и возможность развертывания капитала. Как только там будут продемонстрированы преимущества расширенной возможности подключения, обновления должны быть развернуты в других регионах с возможностью подключения, таких как Персидский залив, Западная Сибирь и бассейны Южной Америки.
На сегодняшний день оффшорные активы в среднем лучше связаны, но их нельзя игнорировать. Поскольку частные сети 5G становятся все более доступными, инвестиции будут иметь решающее значение для раскрытия всех преимуществ оцифрованных производственных операций.
Поскольку частные сети 5G становятся все более доступными, инвестиции будут иметь решающее значение для раскрытия всех преимуществ оцифрованных производственных операций.
Однако нефтегазовая промышленность не может в полной мере извлечь выгоду из передовых возможностей подключения без помощи других игроков и секторов. Операторы могут долго ждать, пока телекоммуникационные компании построят необходимую инфраструктуру, и хотя спутники на низкой околоземной орбите могут спасти ситуацию для всех, кроме тех, у кого активы в самых высоких широтах, их будущее далеко не определено. Таким образом, нефтегазовые операторы должны сами взять на себя инициативу или искать совместные предприятия по подключению — например, для прокладки оптоволоконной магистрали вдоль сборных линий между скважинами и перерабатывающими заводами, — начиная с наиболее эффективных и осуществимых объектов.
В связи с продолжающимся давлением на маржу и изменениями в удаленной работе, вызванными COVID-19.пандемии, значительные попутные ветры в настоящее время стоят за любыми инвестициями, которые могут обеспечить удаленные или автоматизированные операции.
Мы видим, что операторы движутся в двух возможных направлениях, когда речь идет об инвестициях в возможности подключения, необходимых для реализации всего потенциала цифровых инструментов и аналитики. На первом пути операторы придерживаются модели «если вы это построите, мы будем платить за услуги», характерной для фрагментированных бассейнов, таких как Пермский бассейн в США. Второй путь означает прямое сотрудничество с партнерами по телекоммуникациям для создания выделенных мощностей, что является естественным подходом для тех, кто занимается материальными операциями, имеет относительно зрелый послужной список в области цифровых технологий и аналитики, а также понимание дополнительных технологий, необходимых для расширения пределов автоматизации и оптимизация.
Оставшиеся препятствия
Успешное внедрение этих вариантов использования далеко не само собой разумеющееся, и остаются препятствия для разблокировки их ценность. Эти проблемы делятся на три категории: организационные и технические ограничения развертывания, проблемы безопасности и перераспределение рабочей силы.
За немногими исключениями, цифровая трансформация в сфере разведки и добычи нефти и газа на сегодняшний день была удачной или неудачной. До сих пор в отрасли проводились эксперименты с различными вариантами использования, но немногим операторам удалось довести цифровые и аналитические технологии до масштабов, соответствующих ограничениям существующих возможностей подключения. Цифровые инструменты и аналитика, обеспечиваемые связью в удаленных, опасных и сложных операционных средах нефтегазовой отрасли, потребуют сотни вариантов использования, чтобы изменить традиционные методы работы, и до сих пор это было трудно для отрасли.
Подключенный мир: эволюция связи после революции 5G
Владение данными в отрасли является сложным, поскольку различные единицы оборудования предоставляют информацию, а производители оборудования, поставщики услуг и нефтяные компании все еще решают вопросы владения данными и доступа к ним.
Некоторые поставщики технологических услуг стремятся привязать операторов к проприетарному программному обеспечению, чтобы данные не стали товаром. До сих пор только операции бурения используют общий стандарт данных, который упрощает обмен данными.
Соображения безопасности также препятствуют распространению расширенных возможностей подключения. Нефтегазовые активы представляют неотъемлемую опасность для людей и окружающей среды, и протоколы безопасности для некоторых видов деятельности должны быть согласованы на международном уровне. Эти потенциальные риски замедляют эксперименты даже при частичной автоматизации и создают более серьезные барьеры для сокращения трудозатрат на бурение или добычу.
Наконец, влияние отрасли на занятость во многих странах может затруднить реализацию инициатив по повышению эффективности. Сильные профсоюзы и страны с потребностью в рабочей силе могут использовать технологии, основанные на подключении, позже и только в той мере, в какой технологии не заменяют работников.
Стратегические ходы
Опыт отраслей, более зрелых в развертывании возможностей подключения, предлагает три подхода к раскрытию ценности технологий в масштабе с использованием расширенных возможностей подключения.
1. Инвестировать в человеческий потенциал и технологии будущего
Использование цифровых технологий требует новых навыков, чтобы реализовать наши возможности использования в нефтегазовом секторе. Переводчикам — людям, которые могут связать бизнес-задачи с аналитическими подходами, — потребуется обучение, и, в более широком смысле, необходимо будет изменить отраслевое мышление и поведение в отношении принятия решений на основе данных. Некоторым талантам, например экспертам в области робототехники и дизайнерам продуктов, может понадобиться прийти из-за пределов отрасли.
Использование потенциала технологий подключения требует инвестиций в совместимость данных, дополненную реальность, автономные транспортные средства, а также робототехнику и контрольно-измерительные приборы, подключенные к беспроводным сетям.
2. Переосмысление бизнес-моделей
Для раскрытия ценности цифровых технологий и аналитики с помощью расширенных возможностей подключения потребуются изменения в структуре цепочки создания стоимости. Используя технологии подключения, компании могут начать полагаться на общую логистику и инспекции в масштабах всего бассейна, что сегодня является радикальным отходом от отраслевых норм. Отношения в цепочке создания стоимости также должны измениться. Например, нефтяные компании сегодня платят буровым операторам посуточно, что дает подрядчикам меньше стимулов уделять приоритетное внимание эффективности и сокращать время, необходимое для бурения скважины. Структура отрасли должна измениться, чтобы высвобождать и распределять ценность, созданную с помощью аналитики и связи, — в данном случае между операторами и бурильщиками, а также с поставщиками в более широком смысле.
3. Стимулировать цифровизацию
Регламент может создать стимулы для расширения цифровых возможностей в этом секторе.
Например, более жесткое регулирование выбросов от операций и цепочки поставок может стимулировать инвестиции в связь для мониторинга и сокращения выбросов. Регуляторные органы могли бы поощрять обмен данными и помогать организовывать трудовое обучение и возможности перераспределения для работников, затронутых автоматизацией. В регионах, где снижение затрат необходимо для сохранения конкурентоспособности, регулирование может быть скорректировано для ускорения пилотных роботов.
Полный набор возможностей и технологий, необходимых для раскрытия потенциала цифровых технологий и аналитики, сложен и отражает сложность не только самой технологии, но и всей дорожной карты цифровых технологий и аналитики для отдельных игроков. Для каждого оператора эта дорожная карта охватывает сотни вариантов использования, десятки технологий и множество партнеров, способных двигаться быстро и масштабно. Большинство нефтегазовых компаний пытаются создать партнерские экосистемы, чтобы ускорить влияние цифровых технологий, и обсуждают, какие основные цифровые возможности действительно должны быть внутренними.
Яркими примерами таких экосистем являются партнерские отношения между технологическими игроками, такими как Total и IBM, которые вместе работают над использованием суперкомпьютера для улучшения разведочных операций, или партнерство Shell с Amazon в области анализа больших данных.
Для достижения успеха потребуется четкое представление о ценности, которую необходимо раскрыть, а также структурированный и стратегический подход к согласованию правильных возможностей — внутренних и внешних — для ее раскрытия.
Цены на нефть и газ и давление со стороны спроса в связи с пандемией COVID-19 делают потенциальную ценность, заложенную в нынешнем расширенном соединении для разведки и добычи, более важной, чем когда-либо. Для этого потребуются значительные капитальные вложения в новые возможности и технологии, хотя и не такие большие, как отрасль традиционно вкладывала в капиталовложения. Это также потребует значительных изменений в организационной культуре отрасли, данных и методов труда, а также бизнес-моделей и экосистем, а также возможных изменений в регулировании.
Другими словами, это трудная задача. Тем не менее, сотни миллиардов долларов потенциальной ценности, которую это может открыть, делают такие инвестиции и эволюцию оправданными, особенно в следующей нормальной жизни, в которую сейчас вступает мир.
Процесс разработки для добычи нефти и газа
| Университет Колорадо в Боулдере | |||||||||||||||||||||
Последние существенные дополнения: | |||||||||||||||||||||
Нефть почти всегда перерабатывается на нефтеперерабатывающем заводе; природный газ может быть переработан для удаления примесей либо в полевых условиях, либо на заводе по переработке природного газа.
Технологические достижения позволили операторам сэкономить время, снизить эксплуатационные расходы и уменьшить воздействие на окружающую среду. К новым технологиям бурения относятся следующие методы:
Горизонтальные скважины привлекательны тем, что они (1) могут использоваться в ситуациях, когда обычное бурение невозможно или рентабельно, (2) уменьшают возмущение поверхности, требуя меньшего количества скважин для достижения резервуара, и (3) могут давать от 15 до 20 раз больше нефти и газа по сравнению с вертикальной скважиной. 
Теперь скважины могут простираться на расстояние более 5 миль от поверхности, а из одного места можно пробурить десятки скважин, что снижает воздействие на поверхность.
Пласты, как правило, более плотные или имеют более низкую проницаемость и включают плотный газ, сланцевый газ, гидраты и метан угольных пластов.
В многоскважинных буровых площадках используются передовые методы бурения для доступа к нескольким участкам пласта. Потенциально с одной и той же площадки можно связаться с несколькими подземными источниками.
Нефть со всех скважин может размещаться в этом централизованном месте, а не храниться на кустовых площадках. Танкерам не нужно будет производить забор на каждой скважине. Меньший трафик может означать меньше выбросов, меньшее воздействие на дикую природу, соседей и дорожную инфраструктуру, а также может позволить построить проезжую часть с меньшей интенсивностью. Централизованные промежуточные области для процессов разработки могут иметь те же преимущества и снижать затраты и материалы для разработки.
Для получения информации о процессе разработки нефти и газа см.
следующие ресурсы:
и общественность.
Кроме того, обсуждаются конкретные законы штата, касающиеся разработки нефти и газа, с примерами местных противоречий.Технологические прорывы на горизонте для природного газа и нефти
Джон Д. Сицилиано
Опубликовано 11 сентября 2020 г.
Новые новаторские технологии по предотвращению попадания углекислого газа в атмосферу дают представление о том, что вполне может стать следующим крупным прорывом в газовой и нефтяной промышленности.
Новые технологии способны превратить невозможное в возможное. Мы давно утверждаем, что способность отрасли внедрять инновации и разрабатывать новые технологии, в том числе революционные технологии, такие как фрекинг, является ключом к нашему энергетическому будущему. Но такие технологические прорывы в прошлом недооценивались и не всегда отражались в официальных прогнозах, основанных на том, что в настоящее время известно и доступно.
Представьте себе электростанцию, работающую на природном газе, с нулевым выбросом CO 2 . Первые предварительные испытания именно такой силовой установки были проведены два года назад коллаборацией под руководством компании Net Power. Испытания были настолько многообещающими, что завод попал в список 10 лучших прорывных технологий MIT Technology Review.
Предстоит провести дополнительные тесты, и проблемы остаются, но это не остановило всеобщее внимание. Научный журнал Nature также отметил развитие, заявив, что оно может открыть новую эру чистой энергии из ископаемого топлива. Bloomberg заявил, что компания «взломала» код, когда дело доходит до производства CO 9.0514 2 Улавливание природного газа и нефти – коммерческая реальность.
Эта потенциальная революция в производстве энергии на ископаемом топливе использует инновационную концепцию, которая перерабатывает CO 2 , вырабатываемый заводом по производству природного газа, во вторичный источник топлива для производства еще большего количества электроэнергии.
Любой оставшийся CO 2 может быть продан для различных коммерческих целей или храниться в безопасных геологических формациях
В ходе испытаний эта технология, разработанная инженером-химиком Родни Алламом, кажется, основывается на технологиях улавливания углерода, которые были успешно развернуты на таких объектах, как Петра Нова и Пограничная плотина. Если электростанция Allam Cycle будет доведена до коммерческого масштаба, она может изменить правила игры на уровне гидравлического разрыва пласта, который десять лет назад произвел революцию в секторе производства энергии в США.
Но чудо Аллама — не единственный технологический прорыв на горизонте. Компания ExxonMobil недавно опубликовала результаты исследования, которое она помогла провести совместно с Калифорнийским университетом в Беркли и Национальной лабораторией Лоуренса в Беркли, успешно продемонстрировав новый метод сокращения выбросов углерода на нефтеперерабатывающих заводах и электростанциях. Новый метод использует пар для устранения 90% выбросов CO 2 и в шесть раз эффективнее существующих технологий улавливания углерода.
Еще один прорыв в области природного газа и нефти может также произойти из самого распространенного элемента во Вселенной – водорода. Оказывается, природный газ является наиболее распространенным способом получения водорода. Верно и то, что при сжигании или использовании водорода в топливных элементах единственным побочным продуктом является водяной пар. В последнее время также большое внимание уделяется водороду для производства стали.
Вот почему многие страны и даже некоторые штаты США уже предпринимают шаги по переходу на инфраструктуру, сочетающую в себе низкое содержание CO 2 преимущества водорода с БТЕ электроэнергии, работающей на природном газе.
Природный газ уже производит половину выбросов CO 2 по сравнению с угольной электростанцией. Фактически, рост использования природного газа в качестве ведущего топлива в США для производства электроэнергии снизил выбросы CO 2 до самого низкого уровня за поколение. Когда водород добавляется в топливную смесь природного газа, выбросы углерода сокращаются еще больше.
Вот почему Межгорное энергетическое агентство штата Юта в настоящее время переводит одну из своих крупных угольных электростанций на использование смеси водорода и природного газа. Агентство заявляет, что это приведет к сокращению выбросов углерода на 75% по сравнению с угольной электростанцией. Более низкие выбросы возникают при сжигании смеси 30% водорода с природным газом. Глобальная инжиниринговая компания Black & Veatch объявила в июне, что она будет помогать в строительстве электростанции в рамках проекта обновления Intermountain Power Project Renewal Project, при этом станция будет введена в эксплуатацию к 2025 году9.0003
В Азии преимущества природного газа как производителя водорода также серьезно учитываются при формировании будущей энергетической реальности региона. Например, Южная Корея предприняла свои первые шаги по реализации плана с химическим гигантом Linde по переходу страны на водород, чтобы электроэнергия и транспорт были заменены экологически чистым топливом. Япония также участвует в водородной смеси: в декабре будет запущен первый перевозчик сжиженного водорода, привлекший внимание наблюдателей по всему миру.
А поскольку природный газ будет играть важную роль в качестве сырья для производства водорода, крупные региональные производители газа, такие как Австралия, также планируют стать экспортерами водорода в самом ближайшем будущем. Австралия планирует производить водород на установках, работающих на природном газе, с использованием CO 2 улавливание, помимо использования электролиза от солнечной и ветровой энергии.
Тем не менее, другие прорывы не за горами, особенно когда речь идет о передовых материалах. Такие вещи, как микроскопические нанотрубки толщиной с человеческий волос, могут быть созданы с использованием захваченного CO 2 из нефти и природного газа и использованы в качестве сырья для самых разных приложений, от современной электроники до строительных материалов.
Эти нанотрубки можно использовать для замены стали и других металлов, что, по словам исследователей, значительно сократит глобальный выброс CO 2 выбросы в процессе производства стали, при этом получается превосходный и более универсальный материал.
Университет Райса изучает способы использования природного газа для производства суперматериалов на основе углерода. Университет получил федеральный грант на исследование того, как превратить метан в углеродные нанотрубки для проводящих материалов, которые могут заменить металлы. Такой переход может значительно сократить выбросы CO 2 , поскольку процессы с более высоким уровнем выбросов, используемые для извлечения металла и руды, заменяются производством нанотрубок.
Маттео Паскуали, профессор и инженер-химик, возглавляющий инициативу Университета Райса, сказал:
«Благодаря нашей новой концепции мы будем напрямую преобразовывать природный газ в материалы из углеродных нанотрубок. Благодаря своим свойствам эти материалы могут вытеснять металлы, обеспечивая при этом значительную экономию веса. В то же время мы будем генерировать водород в процессе разложения углеводородов, и этот водород можно будет использовать для компенсации энергетических затрат на производство материала или в качестве ценного энергоносителя для транспортировки».
Двигаясь вперед, отрасль считает, что технологии следует оценивать на основе их потенциала для широкого применения при наименьших затратах на сокращение выбросов парниковых газов.
Очевидно, что газовую и нефтяную промышленность нельзя упускать из виду в достижении целей более чистого, меньшего количества выбросов и более технологически инновационного будущего. Во многих случаях отрасль считается лидером в обеспечении строительных блоков и сырья для удовлетворения всех будущих потребностей мира в энергии.
Об авторе
Джон Сицилиано — писатель отдела маркетинга и коммуникаций API Global Industry Services. Он присоединился к API после 14 лет работы в качестве репортера и редактора по энергетике и окружающей среде. Совсем недавно он был старшим автором статей по энергетике и окружающей среде в газете Washington Examiner и информационном бюллетене Daily on Energy. Он начал работать на полную ставку в Вашингтоне в 2001 году в качестве корреспондента по иностранным делам, также освещая вопросы национальной безопасности и обороны.